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一、總述
地方儲能補貼政策來襲，可所謂振奮人心。雖然前路依然漫漫，但總歸看到一絲曙光乍現。
江蘇地區0.3元的補貼到底帶來了什么？對于每MWh儲能項目每天2充2放來說：
1、直接經濟效益增加43萬元！
2、成本回收周期縮短3-3.5年！（前提是在儲能系統生命周期內能回收成本）
二、政策簡析
近日，蘇州工業園區發布的《蘇州工業園區綠色發展專項引導資金管理辦法》中，明確指出：
分布式燃機以及儲能項目。針對在園區備案實施、且已并網投運的分布式燃機項目、儲能項目，自項目投運后按發電量（放電量）補貼3年，每千瓦時補貼業主單位0.3元；
三、用戶側儲能項目盈利來源
現階段，針對用戶側儲能項目的經濟性問題，許多業內人士都提出來綜合套利模型，如：
•削峰填谷
•容改需/降低需量電費
•應急供電
•負荷平滑
•輔助服務
•等等
但真正從實際效益來看，主要仍為峰谷套利，為什么這么說呢？
1、對于容改需，江蘇的容量電費是30元/kVA,需量電費是40元/kVA。在這假設變壓器容量為Q，實際使用率為X；那么按容量還是按需量繳納基本電費的臨界點不妨可算出：
30*Q=40*Q*X;
X=75%
即：當變壓器實際使用容量低于75%時，按需量申報比較劃算；當變壓器實際使用容量大于75%時，按容量電費申報比較劃算。部分業內人士在和用戶交流時，鼓吹增加儲能系統可實現容改需，降低用戶繳納的基本電費，這也是一個比較搞笑的事情。當然，這主要是由于許多用戶對基本電費這塊概念并不是很清楚，也有部分用戶覺得按需量申報比較麻煩，就都按容量來申報。如果用戶清楚基本電費，稍微了解自己的變壓器使用率，直接去供電局按所需申報不就行了?“儲能容改需，都付笑談中”。
2、再講降低需量電費這個事情，這個確實是可以帶來經濟收益的。假設某用戶每日在某個時段或時刻存在尖峰負荷，即某個時段負荷功率很大，其他時刻遠達到這個數值或差距較大。但從申報需量來說，他仍然要按最高變壓器使用率來申報，這樣由于尖峰負荷的存在，用戶難免要多掏腰包。那么，在這樣的情況下，增加儲能是很有效的一個手段。不妨假設變壓器容量為1000kVA，尖峰功率為600kVA，而白日平均功率在400kVA左右。這樣，用戶得按600kVA來申報需量。增加個儲能呢？可以將需量降低到500甚至是400，具體還得根據負荷曲線進行判斷。如需量降低100kVA，則每個月用戶少繳納4000元，如降低200kVA，則少繳納8000元，這是直接可見的經濟收益。
既然降低需量電費能實際產生經濟效益，本文中經濟計算并不將其考慮在內。至于原因，如下：
為了使經濟效益最大化，盡可能的提升電池利用率，即考慮：儲能系統每天2充2放。在這樣的情況下，儲能需同時兼顧峰谷套利和降低需量電費，想要達到各自收益100%，實在較為理想。這其中的理想情況就是尖峰負荷出現在峰期電價時段，這樣，削峰填谷和降低需量的目的便同時達到了。理想是豐滿的，現實往往是骨感的。
如果你是用戶，除非迫不得已，我想你也不會選擇在用電高峰期來投運大功率設備。根據經驗，往往在平期，用戶負荷水平較高；其次，就是平期和峰期負荷水平均較高。在這樣的情況下，如何同時完全獲取2份收益呢？當平期變壓器使用率要超申報需量時，儲能上不上？必須得上，那這就同2充2放的策略（谷期充電-峰期1放電；平期充電-峰期2放電）背道而馳了。當平期變壓器使用率接近申報需量時，按充放電策略，我是要充電的。那完了，儲能系統充電，需量超了，超了也是要罰款的。
3、應急供電。目前我國電網的可靠性水平，大家都是有目共睹的。你說你要在電網前說作為應急供電，未免有些可笑。假設電網斷電了10分鐘，儲能作為應急供電，支撐10分鐘收益多少？電網每年斷電的概率又是多少？
4、輔助服務。這是政府支持性行為，目前來看，市場化電泳補償機制尚未有效建立。
四、儲能項目經濟效益分析
以江蘇地區為例，來分析下用戶側儲能項目的經濟效益。一般來說，對于工業園區用電企業，其實施的大部分為10kV大工業電價，故本次經濟效益分析均基于此電價進行。
五、經濟收益分析
我想，眼尖的都看出來了，無論是補貼前還是補貼后，對于2.2元/Wh的初始投資成本，在10年運營周期內是無法實現成本回收的。至于網上諸多人士表示用戶側儲能項目可基本實現盈利一說暫不多做評價。在這還是有必要解釋下用戶側儲能項目為什么10年內無法回收成本？
1、收益計算為不含增值稅稅收的收益，如果將增值稅考慮進去，那么總收益將在上述情況下增加113%（1+13%增值稅）
2、盡可能接近實際的考慮系統效率、容量衰減、DOD、年有效循環次數等因素；
3、系統的建站成本考慮在2.2元/Wh，對于小容量的用戶側儲能項目來說，能實現2.2元/Wh的建站成本，在目前來看較為恰當。如果要拿電網側的招標價格來看，2.2元/Wh偏貴，當小規模的項目，如何能拿到大批量的價格呢？
另外再談下，對于江蘇大工業電價，當儲能系統建站成本在多少錢1Wh的時候可以實現成本回收。
如圖6，假設初始建站成本為1.45元/Wh，無補貼時可以在第10年實現成本回收；而有補貼時候卻在6.5年時候回收成本，時間縮短達3.5年之久。
六、總結
1、儲能系統成本仍處于較高水平，這主要受限于電池成本居高不下。未來，隨著儲能市場競爭的白熱化和電池廠商去庫存進程，電池價格有望進一步下降；
2、目前的峰谷電價差仍未達到盈利臨界值，但未來有更大的峰谷電價以支撐儲能盈利不太現實，總體需回歸市場競爭、降本、拓展商業模式等；
3、隨著合肥、江蘇地區開展儲能補貼政策，其他省市有望舉旗響應，這對投資方來說，確實是重大利好項。
地方儲能補貼政策來襲，可所謂振奮人心。雖然前路依然漫漫，但總歸看到一絲曙光乍現。
江蘇地區0.3元的補貼到底帶來了什么？對于每MWh儲能項目每天2充2放來說：
1、直接經濟效益增加43萬元！
2、成本回收周期縮短3-3.5年！（前提是在儲能系統生命周期內能回收成本）
二、政策簡析
近日，蘇州工業園區發布的《蘇州工業園區綠色發展專項引導資金管理辦法》中，明確指出：
分布式燃機以及儲能項目。針對在園區備案實施、且已并網投運的分布式燃機項目、儲能項目，自項目投運后按發電量（放電量）補貼3年，每千瓦時補貼業主單位0.3元；
三、用戶側儲能項目盈利來源
現階段，針對用戶側儲能項目的經濟性問題，許多業內人士都提出來綜合套利模型，如：
•削峰填谷
•容改需/降低需量電費
•應急供電
•負荷平滑
•輔助服務
•等等
但真正從實際效益來看，主要仍為峰谷套利，為什么這么說呢？
1、對于容改需，江蘇的容量電費是30元/kVA,需量電費是40元/kVA。在這假設變壓器容量為Q，實際使用率為X；那么按容量還是按需量繳納基本電費的臨界點不妨可算出：
30*Q=40*Q*X;
X=75%
即：當變壓器實際使用容量低于75%時，按需量申報比較劃算；當變壓器實際使用容量大于75%時，按容量電費申報比較劃算。部分業內人士在和用戶交流時，鼓吹增加儲能系統可實現容改需，降低用戶繳納的基本電費，這也是一個比較搞笑的事情。當然，這主要是由于許多用戶對基本電費這塊概念并不是很清楚，也有部分用戶覺得按需量申報比較麻煩，就都按容量來申報。如果用戶清楚基本電費，稍微了解自己的變壓器使用率，直接去供電局按所需申報不就行了?“儲能容改需，都付笑談中”。
2、再講降低需量電費這個事情，這個確實是可以帶來經濟收益的。假設某用戶每日在某個時段或時刻存在尖峰負荷，即某個時段負荷功率很大，其他時刻遠達到這個數值或差距較大。但從申報需量來說，他仍然要按最高變壓器使用率來申報，這樣由于尖峰負荷的存在，用戶難免要多掏腰包。那么，在這樣的情況下，增加儲能是很有效的一個手段。不妨假設變壓器容量為1000kVA，尖峰功率為600kVA，而白日平均功率在400kVA左右。這樣，用戶得按600kVA來申報需量。增加個儲能呢？可以將需量降低到500甚至是400，具體還得根據負荷曲線進行判斷。如需量降低100kVA，則每個月用戶少繳納4000元，如降低200kVA，則少繳納8000元，這是直接可見的經濟收益。
既然降低需量電費能實際產生經濟效益，本文中經濟計算并不將其考慮在內。至于原因，如下：
為了使經濟效益最大化，盡可能的提升電池利用率，即考慮：儲能系統每天2充2放。在這樣的情況下，儲能需同時兼顧峰谷套利和降低需量電費，想要達到各自收益100%，實在較為理想。這其中的理想情況就是尖峰負荷出現在峰期電價時段，這樣，削峰填谷和降低需量的目的便同時達到了。理想是豐滿的，現實往往是骨感的。
如果你是用戶，除非迫不得已，我想你也不會選擇在用電高峰期來投運大功率設備。根據經驗，往往在平期，用戶負荷水平較高；其次，就是平期和峰期負荷水平均較高。在這樣的情況下，如何同時完全獲取2份收益呢？當平期變壓器使用率要超申報需量時，儲能上不上？必須得上，那這就同2充2放的策略（谷期充電-峰期1放電；平期充電-峰期2放電）背道而馳了。當平期變壓器使用率接近申報需量時，按充放電策略，我是要充電的。那完了，儲能系統充電，需量超了，超了也是要罰款的。
3、應急供電。目前我國電網的可靠性水平，大家都是有目共睹的。你說你要在電網前說作為應急供電，未免有些可笑。假設電網斷電了10分鐘，儲能作為應急供電，支撐10分鐘收益多少？電網每年斷電的概率又是多少？
4、輔助服務。這是政府支持性行為，目前來看，市場化電泳補償機制尚未有效建立。
四、儲能項目經濟效益分析
以江蘇地區為例，來分析下用戶側儲能項目的經濟效益。一般來說，對于工業園區用電企業，其實施的大部分為10kV大工業電價，故本次經濟效益分析均基于此電價進行。
圖1江蘇省電價表
圖2 計算信息表
圖3 電池容量衰減圖
圖4 補貼前后每年儲能收益對比圖
圖5 補貼前后儲能總收益對比圖
五、經濟收益分析
我想，眼尖的都看出來了，無論是補貼前還是補貼后，對于2.2元/Wh的初始投資成本，在10年運營周期內是無法實現成本回收的。至于網上諸多人士表示用戶側儲能項目可基本實現盈利一說暫不多做評價。在這還是有必要解釋下用戶側儲能項目為什么10年內無法回收成本？
1、收益計算為不含增值稅稅收的收益，如果將增值稅考慮進去，那么總收益將在上述情況下增加113%（1+13%增值稅）
2、盡可能接近實際的考慮系統效率、容量衰減、DOD、年有效循環次數等因素；
3、系統的建站成本考慮在2.2元/Wh，對于小容量的用戶側儲能項目來說，能實現2.2元/Wh的建站成本，在目前來看較為恰當。如果要拿電網側的招標價格來看，2.2元/Wh偏貴，當小規模的項目，如何能拿到大批量的價格呢？
另外再談下，對于江蘇大工業電價，當儲能系統建站成本在多少錢1Wh的時候可以實現成本回收。
如圖6，假設初始建站成本為1.45元/Wh，無補貼時可以在第10年實現成本回收；而有補貼時候卻在6.5年時候回收成本，時間縮短達3.5年之久。
圖6 補貼前后儲能總收益對比圖
六、總結
1、儲能系統成本仍處于較高水平，這主要受限于電池成本居高不下。未來，隨著儲能市場競爭的白熱化和電池廠商去庫存進程，電池價格有望進一步下降；
2、目前的峰谷電價差仍未達到盈利臨界值，但未來有更大的峰谷電價以支撐儲能盈利不太現實，總體需回歸市場競爭、降本、拓展商業模式等；
3、隨著合肥、江蘇地區開展儲能補貼政策，其他省市有望舉旗響應，這對投資方來說，確實是重大利好項。
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